Los perfiles de flujo en un pozo de alta temperatura

CASO DE ESTUDIO
Los perfiles de flujo en un pozo de alta temperatura del
Mar del Norte justifican la perforación de un pozo adicional
Herramientas especiales de adquisición de registros de producción cuantifican
las contribuciones zonales en un pozo con temperaturas cercanas a 180ºC
DESAFÍO
Determinar un perfil preciso de flujo
multifásico de los intervalos productores
de alta temperatura para sustentar las
decisiones críticas de desarrollo de
campos petroleros.
SOLUCIÓN
Se contrató a Schlumberger para que
diseñara un programa personalizado de
adquisición de registros de producción e
implementara una combinación adecuada
de sarta de herramientas de adquisición
de registros de producción en ambientes
de alta temperatura.
RESULTADOS
Se identificaron presiones diferenciales
y contribuciones de influjo de 23 zonas,
lo que permitió al cliente actualizar el
modelo de yacimiento, validar las reservas
y justificar la perforación de otro pozo.
Obtención de mediciones de flujo multifásico de alta resolución
Un operador que desarrollaba un yacimiento de gas-condensado en el sector británico del Mar
del Norte experimentó temperaturas cercanas a los 180ºC [360ºF] en pozos previamente perforados.
Para actualizar su modelo de yacimiento, las estimaciones de reservas y los pronósticos de
desempeño, la compañía planificó correr una herramienta de adquisición de registros de
producción. Los objetivos eran identificar con precisión las contribuciones relativas de casi dos
docenas de intervalos productivos en la arena objetivo y determinar si aún existía suficiente zona
productiva para justificar la perforación de un pozo adicional. Pero las temperaturas elevadas
planteaban un desafío en materia de vigilancia del yacimiento.
Las herramientas convencionales de adquisición de registros de producción no pueden
obtener mediciones de alta resolución de la fracción volumétrica del gas y el agua bajo
dichas condiciones. Uno de los problemas es que los pozos desviados como éste requieren
la obtención de lecturas en múltiples posiciones dentro de la tubería. Por otro lado, la
acumulación de calor dentro del cartucho convencional hace que los componentes
electrónicos fallen. Además, los sensores convencionales que obtienen sólo mediciones
básicas en una sola localización central no distinguen claramente las distintas fases de
fluidos. En consecuencia, las interpretaciones del flujo zonal fueron ambiguas.
Minimización de la acumulación de calor con
una sarta de herramientas para altas temperaturas
Para obtener lecturas multifásicas precisas, el operador contrató a Schlumberger Data &
Consulting Services (DCS) y a Schlumberger Wireline. Los especialistas de DCS y Wireline
llevaron a cabo una planificación detallada previa a la operación, que abarcó el esclarecimiento
de los objetivos del cliente, la simulación del ambiente de fondo de pozo, la recomendación de
una sarta de herramientas adecuadas para condiciones de alta temperatura (HT), y el diseño
de un programa personalizado de adquisición de registros de producción.
HPHT
Ultra-HPHT
HPHT-hc
Los proyectos en condiciones de alta presión y alta temperatura (HPHT) se han incrementado en la última
década. Los mismos requieren herramientas y programas especiales de adquisición de registros para
obtener perfiles de flujo precisos.
Servicios de datos y consultoría
CaSO DE ESTUDIO:Herramientas especiales de adquisición de registros de producción cuantifican las contribuciones
zonales en un pozo con temperaturas cercanas a 180ºC
La herramienta de adquisición de registros de
producción para altas temperaturas combinó
las probetas eléctricas, las probetas ópticas,
un caudalímetro a hélice, y un localizador de
los collarines de la tubería de revestimiento
con herramientas de presión, temperatura y
rayos gamma diseñadas para una temperatura
de pozo prevista de 180ºC. Los sensores se
encuentran encerrados en un matraz especial
para altas temperaturas, que impide la rápida
acumulación de calor. Estas herramientas
pueden tolerar temperaturas de casi 204ºC.
Para minimizar aún más la acumulación
de calor, el programa personalizado de
adquisición de registros preestableció los
tiempos de operación de las herramientas
y las profundidades de posicionamiento de la
sarta, mientras se esperaba la estabilización
del pozo. Para garantizar la obtención de
perfiles precisos de presión y flujo, dentro de
los límites de tiempo de exposición en fondo
de pozo permitidos para estas herramientas,
se llevó a cabo un modelado HT. Durante la
adquisición de los registros de producción,
las herramientas fueron monitoreadas en
tiempo real para determinar con qué
eficiencia resistían las altas temperaturas.
Actualización del modelo de
yacimiento y perforación de otro pozo
La sarta de herramientas especiales HT se
desempeñó sin fallas bajo temperaturas que
alcanzaron 180ºC. Las pruebas de adquisición
de registros de producción se efectuaron
durante dos pasadas con fines de determinación
de las tasas de flujo (tasa de flujo máxima
del 30% y 60%) y en condiciones de cierre
del pozo.
El flujo transversal observado durante el
período de cierre proporcionó datos vitales
acerca de las presiones diferenciales
existentes entre ciertos intervalos productivos
del yacimiento. Estos datos fueron esenciales
para pronosticar mejor la recuperación y
las tasas de agotamiento en el largo plazo.
Se identificaron contribuciones precisas de
influjo para 23 puntos diferentes de entrada de
hidrocarburos, que reflejaron las variaciones
de la calidad y la heterogeneidad de la arena
Prof.,
pies
Z
Probetas eléctricas (Agua-Hidrocarburo)
Probetas ópticas (Gas-Líquido)
15 800
16 000
16 200
16 400
16 600
16 800
Las diferentes probetas fueron clave para la vigilancia precisa del yacimiento. Las probetas eléctricas no detectaron
agua de formación. Las probetas ópticas revelaron la presencia de variaciones entre el gas y el condensado, y la
envolvente de PVT experimentó variaciones debido a las entradas de gas desde diferentes zonas.
Prof.,
pies
Tasa alta
Tasa baja
Cierre
15 800
16 000
16 200
16 400
16 600
16 800
Las pasadas de determinación de tasas de flujo altas y bajas identificaron con precisión las contribuciones de
influjo de 23 puntos de entrada de hidrocarburos, en tanto que el flujo transversal observado durante el período
de cierre proporcionó información crítica sobre las presiones diferenciales existentes entre ciertos intervalos
productivos.
a través del intervalo registrado. La capacidad para medir con precisión la fracción volumétrica
del gas y el agua, y la velocidad del fluido en un ambiente de alta temperatura, confirió al operador
mucha más confiabilidad en los resultados.
Una vez que se dispuso de datos contundentes de flujo multifásico, el cliente pudo actualizar el
modelo de yacimiento, validar los pronósticos de reservas y desempeño, y justificar económicamente la perforación de un pozo adicional en la arena objetivo. Posteriormente, las mismas
herramientas HT se desplegaron para la vigilancia del yacimiento en otra parte del campo.
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*Marca de Schlumberger
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